onde “base” são os dados relativos ao modelo base
Outra decorrência da utilização de diferentes parâmetros em uma única função-objetivo é a necessidade de atribuir pesos a cada um, de acordo com sua confiabilidade e precisão. Esses pesos são responsáveis por atribuir importância às diversas funções-objetivo parciais (produção de água, injeção, pressão, saturação de água, etc.). Em geral, pesos maiores podem ser dados às funções-objetivo mais desajustadas inicialmente ou a uma determinada função que se tem maior confiabilidade nos dados observados. Embora pouca atenção seja dada à escolha dos pesos, sabe- se que a qualidade da solução e até a eficiência dos processos de otimização podem ser fortemente influenciados pelos pesos escolhidos.
Em cada processo de otimização, recomenda-se que os pesos sejam mantidos constantes para que se possa medir a qualidade da função-objetivo global calculada por formulação única. Entretanto, entre as diversas fases do ajuste, pode-se alterar os pesos de acordo com o objetivo de cada fase, por exemplo, numa primeira fase pode ser dada maior ênfase ao ajuste de pressão do campo enquanto em outra, o foco seja a produção de água localizada em alguns poços.
Uma etapa muito importante na execução desta pesquisa se refere a análise da relação entre os dados do histórico de produção obtidos ao longo do tempo em pontos fixos (poços) e os dados obtidos dos mapas, que por sua vez mostram a situação em que o reservatório se encontra em um tempo específico.
2.5 Levantamento Sísmico Aplicado à Engenharia de Reservatórios
A validade de um modelo numérico depende muito de um bom ajuste de histórico de produção, sendo assim, em campos no início da explotação (sem um histórico de produção) ou ainda em campos maduros que não possuem um histórico de produção confiável muitas vezes por erros ou até mesmo inexistência de medidas, o resultado obtido com a simulação é incerto podendo conter erros.
Outro problema enfrentado na aquisição de dados é a baixa quantidade de poços perfilados na fase de caracterização do reservatório, dessa forma, apenas uma pequena área do reservatório é mapeada, ou seja, as informações são obtidas apenas em alguns poucos pontos do reservatório (conforme ilustrado na Figura 2.5).
Em busca de solucionar ou minimizar esse tipo de problema, muitas técnicas foram surgindo ao longo dos anos e a principal delas é o levantamento sísmico.
Figura 2.5: Exemplo de poucas regiões mapeadas ao redor dos poços (Fonte: Grecco , 2007).
A confiabilidade dos levantamentos sísmicos tem reduzido o risco quando se perfuram novos poços em campos produtores e a habilidade de se somar informações geofísicas aos modelos estatísticos tem promovido um mecanismo para a comunicação direta de resultados geofísicos à engenharia de reservatório.
O método sísmico auxilia no estudo dos campos petrolíferos fornecendo informações que possibilitam a elaboração de um modelo numérico mesmo quando os dados observados são poucos. Este método utiliza o fato de que ondas elásticas (também chamadas de ondas sísmicas) viajam com diferentes velocidades em diferentes tipos de rochas. O sinal sísmico é refletido sempre que encontra um material com impedância acústica diferente daquele onde está se propagando. As interfaces do perfil geológico bem como suas propriedades são determinadas pela observação do tempo de chegada das ondas sísmicas emitidas. Na Figura 2.6, é ilustrado o modelo esquemático do processo de aquisição marinha.
Figura 2.6: Exemplo de levantamento sísmico marinho (Fonte: arquivos pessoa
Dados sísmicos convenientemente tratados podem fornecer informações adicionais conhecidas como atributos sísmicos. Os mais utilizados são a própria amplitude (que é usada como identificador de variações d porosidade, além de densidade e compressibil
que preenche os poros), fase instantânea (muito usada para inferir sobre a presença de bolhas de gás, sendo, porém, provavelmente causada mais por reverberações em camadas muito finas), coerência sísmica (que pode indicar
imageamento detalhado do acamamento).
Na calibração dos dados sísmicos em relação às informações de poços, o uso de técnicas de geoestatística, em particular do método da “krigagem”, proporciona que a caracterização reservatórios se torne menos estocástica e mais determinística.
A sísmica multicomponente considera não apenas a onda P (principal), mas também a onda S (cisalhante), que tem uma direção de vibração perpendicular à direção de propagação. Essa onda possui uma velocidade menor do que a onda P, mas um grande potencial para trazer informações, pois as ondas cisalhantes não se propagam em fluidos. E o agrupamento dessas duas ondas em uma seção única proporciona uma imagem mais rica, com isso
sedimentares serão muito mais claras.
O monitoramento sísmico de reservatório (“
e análise comparativa de múltiplos levantamentos sísmicos, repetidos no mesmo lugar em um dado intervalo de tempo, com o o
um reservatório em produção. Se cad resultante é conhecido como “sísmica 4
Exemplo de levantamento sísmico marinho (Fonte: arquivos pessoa
Dados sísmicos convenientemente tratados podem fornecer informações adicionais conhecidas como atributos sísmicos. Os mais utilizados são a própria amplitude (que é usada como identificador de variações d porosidade, além de densidade e compressibil
que preenche os poros), fase instantânea (muito usada para inferir sobre a presença de bolhas de gás, sendo, porém, provavelmente causada mais por reverberações em camadas muito finas), coerência sísmica (que pode indicar barreiras e canais soterrados), inclinação e azimute (para
detalhado do acamamento).
Na calibração dos dados sísmicos em relação às informações de poços, o uso de técnicas de geoestatística, em particular do método da “krigagem”, proporciona que a caracterização reservatórios se torne menos estocástica e mais determinística.
A sísmica multicomponente considera não apenas a onda P (principal), mas também a onda S (cisalhante), que tem uma direção de vibração perpendicular à direção de propagação. ui uma velocidade menor do que a onda P, mas um grande potencial para trazer informações, pois as ondas cisalhantes não se propagam em fluidos. E o agrupamento dessas duas ondas em uma seção única proporciona uma imagem mais rica, com isso
sedimentares serão muito mais claras.
O monitoramento sísmico de reservatório (“time lapse”) consiste no processo de aquisição e análise comparativa de múltiplos levantamentos sísmicos, repetidos no mesmo lugar em um dado intervalo de tempo, com o objetivo de se obter imagens da movimentação dos fluidos em um reservatório em produção. Se cada levantamento for de sísmica 3
nte é conhecido como “sísmica 4D”, em que a dimensão adicional é o tempo. GPS
Exemplo de levantamento sísmico marinho (Fonte: arquivos pessoais).
Dados sísmicos convenientemente tratados podem fornecer informações adicionais conhecidas como atributos sísmicos. Os mais utilizados são a própria amplitude (que é usada como identificador de variações d porosidade, além de densidade e compressibilidade do fluido que preenche os poros), fase instantânea (muito usada para inferir sobre a presença de bolhas de gás, sendo, porém, provavelmente causada mais por reverberações em camadas muito finas), soterrados), inclinação e azimute (para
Na calibração dos dados sísmicos em relação às informações de poços, o uso de técnicas de geoestatística, em particular do método da “krigagem”, proporciona que a caracterização de
A sísmica multicomponente considera não apenas a onda P (principal), mas também a onda S (cisalhante), que tem uma direção de vibração perpendicular à direção de propagação. ui uma velocidade menor do que a onda P, mas um grande potencial para trazer informações, pois as ondas cisalhantes não se propagam em fluidos. E o agrupamento dessas duas ondas em uma seção única proporciona uma imagem mais rica, com isso as estruturas e fácies
”) consiste no processo de aquisição e análise comparativa de múltiplos levantamentos sísmicos, repetidos no mesmo lugar em um bjetivo de se obter imagens da movimentação dos fluidos em a levantamento for de sísmica 3D, então o conjunto a dimensão adicional é o tempo.
Hidrofones Fonte emissora
Adicionalmente ao conceito de sísmica 4D, outros métodos de monitoramento sísmico são viáveis, como o uso repetido de sísmica 2D e sísmica entre poços.
Uma das tecnologias de aquisição sísmica existentes consiste na instalação de cabos na superfície do fundo do mar, e prendê-los a uma bóia na superfície, de onde, telemetricamente, poderá enviar os dados. Em determinados períodos, um navio passa pela área emitindo novas ondas sísmicas. Os dados coletados entre um período e outro podem ser comparados para acompanhamento da evolução do desenvolvimento do campo.
A tecnologia de cabo de fundo pode ser uma ferramenta eficaz para as empresas de petróleo no gerenciamento dos reservatórios pelo fato de com ela, ser possível acompanhar os movimentos da injeção de água, do gás e do óleo no decorrer da produção, pois permite saber o que está acontecendo entre os poços e com isso tem se mostrado uma tecnologia importante no aumento do fator de recuperação de campos de petróleo, identificando regiões que não estão sendo perfeitamente drenadas. Outra vantagem do cabo de fundo é que essa técnica garante uma das principais exigências para a sísmica 4D, a da repetibilidade. No entanto, a grande desvantagem do cabo de fundo é seu alto custo, que pode chegar a ser dez vezes maior que o da sísmica convencional, tornando-a inviável para a utilização da sísmica exploratória em águas profundas em função do alto risco. Porém em uma área onde já existe um campo de petróleo, talvez se justifique pagar dez vezes mais para se ter uma ferramenta que vai dar um retorno às decisões operacionais da produção ao longo de 20 anos.